Hispanopedia WikiLa medición durante la perforación ( MWD , por sus siglas en inglés) se refiere a las mediciones de perforación direccional (por ejemplo, para la toma de decisiones sobre la trayectoria del pozo ). Los primeros intentos de implementar MWD datan de la década de 1920. Un operador de MWD mide la trayectoria del pozo a medida que se perfora. Las herramientas de MWD pueden realizar estudios direccionales, proporcionar información sobre las condiciones en la broca o tomar mediciones de las propiedades de la formación. Los datos se pueden transmitir de diversas maneras, incluyendo telemetría por pulsos de lodo, telemetría electromagnética y tubería de perforación cableada. Las herramientas de MWD pueden estar montadas de forma semipermanente en un collar de perforación o ser autónomas y recuperables mediante cable.
Fondo
Una plataforma de perforación se utiliza para crear un pozo (también llamado perforación) en el subsuelo terrestre, por ejemplo, para extraer recursos naturales como gas o petróleo. Durante dicha perforación, se adquieren datos de los sensores de la plataforma para diversos fines, tales como: apoyo a la toma de decisiones para supervisar y gestionar el buen funcionamiento de la perforación; crear registros detallados (o bitácoras de pozo) de las formaciones geológicas atravesadas por un pozo; generar estadísticas de operaciones y puntos de referencia de rendimiento que permitan identificar mejoras, y proporcionar a los planificadores de pozos datos históricos precisos sobre el rendimiento de las operaciones para realizar análisis estadísticos de riesgo para futuras operaciones de pozos.
Terminología
Los términos medición durante la perforación ( MWD ) y registro durante la perforación ( LWD ) no se utilizan de forma consistente en toda la industria. Si bien estos términos están relacionados, en el contexto de este artículo, el término MWD se refiere a las mediciones de perforación direccional, por ejemplo, para el apoyo a la toma de decisiones sobre la trayectoria del pozo (inclinación y azimut ), mientras que LWD se refiere a las mediciones relativas a las formaciones geológicas atravesadas durante la perforación. [ 1 ]
Historia
Los primeros intentos de proporcionar MWD y LWD se remontan a la década de 1920, y se realizaron intentos antes de la Segunda Guerra Mundial con pulsos de lodo, tuberías cableadas, acústicas y electromagnéticas. JJ Arps produjo un sistema direccional y de resistividad funcional en la década de 1960. [ 2 ] El trabajo competitivo apoyado por Mobil, Standard Oil y otros a finales de la década de 1960 y principios de la de 1970 dio lugar a múltiples sistemas viables a principios de la década de 1970, con el MWD de Teleco Oilfield Services, sistemas de Schlumberger (Mobil) Halliburton y BakerHughes. Sin embargo, el principal impulso para el desarrollo fue una decisión de la Dirección Noruega de Petróleo de exigir la realización de un estudio direccional en pozos en alta mar de Noruega cada 100 metros. Esta decisión creó un entorno en el que la tecnología MWD tenía una ventaja económica sobre los dispositivos mecánicos TOTCO convencionales, y condujo a rápidos desarrollos, incluido el LWD, para agregar rayos gamma y resistividad, a principios de la década de 1980. [ 3 ] [ 4 ] [ 5 ]
Medición
La medición del diámetro del pozo (MWD) generalmente implica la medición de la inclinación del pozo con respecto a la vertical y la dirección magnética con respecto al norte. Mediante trigonometría básica, se puede generar un gráfico tridimensional de la trayectoria del pozo.
Básicamente, un operador de MWD mide la trayectoria del pozo a medida que se perfora (por ejemplo, las actualizaciones de datos llegan y se procesan cada pocos segundos o incluso con mayor frecuencia). Esta información se utiliza para perforar en una dirección preestablecida hacia la formación que contiene petróleo, gas, agua o condensado. También se pueden realizar mediciones adicionales de las emisiones naturales de rayos gamma de la roca; esto ayuda a determinar, en términos generales, el tipo de formación rocosa que se está perforando, lo que a su vez ayuda a confirmar la ubicación en tiempo real del pozo en relación con la presencia de diferentes tipos de formaciones conocidas (mediante comparación con los datos sísmicos existentes).
Se toman medidas de densidad y porosidad , presiones de fluidos en la roca y otras mediciones, algunas mediante fuentes radiactivas , otras mediante sonido , otras mediante electricidad , etc.; esto se puede utilizar para calcular con qué libertad pueden fluir el petróleo y otros fluidos a través de la formación, así como el volumen de hidrocarburos presentes en la roca y, con otros datos, el valor de todo el yacimiento y las reservas del yacimiento.
Una herramienta de fondo de pozo MWD también se acopla al conjunto de perforación de fondo de pozo, lo que permite dirigir el pozo en una dirección específica en el espacio 3D, técnica conocida como perforación direccional . Los perforadores direccionales dependen de recibir datos precisos y de calidad comprobada del operador de MWD para mantener el pozo de forma segura en la trayectoria planificada.
Las mediciones direccionales se realizan mediante tres acelerómetros montados ortogonalmente para medir la inclinación y tres magnetómetros montados ortogonalmente para medir la dirección (acimut). Se pueden utilizar herramientas giroscópicas para medir el acimut cuando la medición se realiza en un lugar con influencias magnéticas externas perturbadoras, por ejemplo, dentro del revestimiento del pozo, donde este está revestido con tubos de acero. Estos sensores , así como cualquier sensor adicional para medir la densidad de la formación rocosa, la porosidad, la presión u otros datos, están conectados física y digitalmente a una unidad lógica que convierte la información en dígitos binarios, los cuales se transmiten a la superficie mediante telemetría de pulso de lodo (MPT, un sistema de transmisión de codificación binaria utilizado con fluidos, como la codificación combinatoria, la codificación Manchester y la de fase dividida, entre otras).
Esto se logra mediante una unidad "pulsadora" de fondo de pozo que varía la presión del fluido de perforación (lodo) dentro de la sarta de perforación según el MPT elegido: estas fluctuaciones de presión se decodifican y se muestran en las computadoras del sistema de superficie como formas de onda; salidas de voltaje de los sensores (datos brutos); mediciones específicas de gravedad o direcciones desde el norte magnético, o en otras formas, como ondas sonoras, formas de onda nucleares, etc.
Los transductores de presión superficial (de lodo) miden estas fluctuaciones de presión (pulsos) y envían una señal de voltaje analógica a las computadoras de superficie, que la digitalizan. Se filtran las frecuencias que interfieren y la señal se decodifica para recuperar su formato de datos original. Por ejemplo, se puede detectar una fluctuación de presión de 20 psi (o menos) dentro de una presión total del sistema de lodo de 3500 psi o más.
La energía eléctrica y mecánica en el fondo del pozo la proporcionan los sistemas de turbinas de fondo de pozo, que utilizan la energía del flujo de "lodo", unidades de baterías (de litio) o una combinación de ambas.
Tipos de información transmitida
Información direccional
Las herramientas MWD generalmente permiten realizar mediciones direccionales en tiempo real. Estas herramientas utilizan acelerómetros y magnetómetros para medir la inclinación y el acimut del pozo en esa ubicación, y luego transmiten esa información a la superficie. Mediante una serie de mediciones de inclinación, acimut y orientación de la herramienta, realizadas a intervalos adecuados (desde 30 pies (es decir, 10 m) hasta 500 pies), se puede calcular la ubicación del pozo.
Esta información, por sí sola, permite a los operadores demostrar que su pozo no atraviesa zonas donde no están autorizados a perforar. Sin embargo, debido al costo de los sistemas MWD, generalmente no se utilizan en pozos verticales. En su lugar, los pozos se inspeccionan después de la perforación mediante herramientas de medición multidisparo que se bajan a la sarta de perforación con cable liso o cable de acero .
El uso principal de los sondeos en tiempo real se da en la perforación direccional. Para que el perforador direccional pueda dirigir el pozo hacia una zona objetivo, debe saber hacia dónde se dirige el pozo y cuáles son los efectos de sus esfuerzos de dirección.
Las herramientas MWD también suelen proporcionar mediciones de la cara de la herramienta para facilitar la perforación direccional con motores de lodo de fondo de pozo con adaptadores o carcasas curvadas. Para obtener más información sobre el uso de las mediciones de la cara de la herramienta, consulte Perforación direccional .
Información sobre mecánica de perforación
Las herramientas MWD también pueden proporcionar información sobre las condiciones en la broca. Esto puede incluir:
- Velocidad de rotación de la sarta de perforación
- La suavidad de esa rotación
- Tipo y gravedad de cualquier vibración en el fondo del pozo.
- Temperatura en el fondo del pozo
- Par de torsión y peso sobre la broca, medidos cerca de la broca.
- Volumen de flujo de lodo
El uso de esta información permite al operador perforar el pozo de manera más eficiente y garantizar que la herramienta MWD y cualquier otra herramienta de fondo de pozo, como el motor de lodo , los sistemas de perforación direccional rotativa y las herramientas LWD, se utilicen dentro de sus especificaciones técnicas para evitar fallas. Esta información también es valiosa para los geólogos responsables de la información del pozo sobre la formación que se está perforando.
Propiedades de formación
Muchas herramientas MWD, ya sea de forma independiente o en combinación con herramientas LWD separadas, pueden tomar mediciones de las propiedades de la formación. En la superficie, estas mediciones se recopilan en un registro, similar al que se obtiene mediante un registro geofísico con cable .
Las herramientas LWD pueden medir un conjunto de características geológicas que incluyen densidad, porosidad, resistividad, calibre acústico, inclinación en la broca (NBI), resonancia magnética y presión de formación. [ 6 ]
La herramienta MWD permite tomar y evaluar estas mediciones mientras se perfora el pozo. Esto posibilita la geonavegación , o perforación direccional, basada en las propiedades medidas de la formación, en lugar de simplemente perforar hacia un objetivo preestablecido.
La mayoría de las herramientas MWD incorporan un sensor interno de rayos gamma para medir los valores de radiación gamma natural. Esto se debe a que estos sensores son compactos, económicos, fiables y permiten realizar mediciones a través de las brocas de perforación sin modificar. Otras mediciones suelen requerir herramientas LWD independientes, que se comunican con las herramientas MWD en el fondo del pozo mediante cables internos.
La medición durante la perforación puede resultar rentable en pozos de exploración, especialmente en zonas del Golfo de México donde se perforan pozos en áreas de diapiros salinos . El registro de resistividad detectará la penetración en la sal, y la detección temprana previene daños a la lodo de perforación de bentonita causados por la sal.
Métodos de transmisión de datos
Telemetría de pulsos de lodo
Este es el método más común de transmisión de datos utilizado por las herramientas MWD. En el fondo del pozo, se acciona una válvula para restringir el flujo del fluido de perforación (lodo) según la información digital que se va a transmitir. Esto crea fluctuaciones de presión que representan la información. Las fluctuaciones de presión se propagan dentro del fluido de perforación hacia la superficie, donde son recibidas por sensores de presión. En la superficie, las señales de presión recibidas son procesadas por computadoras para reconstruir la información. La tecnología está disponible en tres variantes: pulso positivo , pulso negativo y onda continua . [ 7 ]
- Pulso positivo
- Las herramientas de pulso positivo abren y cierran brevemente la válvula para restringir el flujo de lodo dentro de la tubería de perforación. Esto produce un aumento de presión que se puede observar en la superficie. La información digital se puede codificar en la señal de presión mediante códigos de línea o modulación por posición de pulso . [ 8 ]
- Pulso negativo
- Las herramientas de pulso negativo abren y cierran brevemente la válvula para liberar el lodo del interior de la tubería de perforación hacia el espacio anular. Esto produce una disminución de la presión que se puede observar en la superficie. La información digital se puede codificar en la señal de presión mediante códigos de línea o modulación por posición de pulso. [ 9 ]
- Onda continua
- Las herramientas de onda continua abren y cierran gradualmente la válvula para generar fluctuaciones de presión sinusoidales dentro del fluido de perforación. Cualquier esquema de modulación digital con fase continua puede utilizarse para superponer la información a una señal portadora. El esquema de modulación más utilizado es la modulación de fase continua . [ 10 ]
Cuando se utiliza perforación con presión reducida , la telemetría por pulsos de lodo puede volverse inutilizable. Esto se debe generalmente a que, para reducir la densidad equivalente del lodo de perforación, se inyecta un gas compresible en él. Esto provoca una alta atenuación de la señal , lo que reduce drásticamente la capacidad del lodo para transmitir datos pulsados. En este caso, es necesario utilizar métodos distintos a la telemetría por pulsos de lodo, como ondas electromagnéticas que se propagan a través de la formación o telemetría por tubería de perforación cableada.
La tecnología actual de telemetría por pulsos de lodo ofrece anchos de banda de hasta 40 bit/s. [ 11 ] La tasa de datos disminuye con el aumento de la longitud del pozo y suele ser tan baja como 0,5 bit/s [ 12 ] – 3,0 bit/s. [ 11 ] (bits por segundo) a una profundidad de 35 000 pies – 40 000 pies (10 668 m – 12 192 m).
La comunicación entre la superficie y el fondo del pozo se realiza normalmente mediante cambios en los parámetros de perforación, como la velocidad de rotación de la sarta o el caudal del lodo. Modificar estos parámetros para enviar información puede requerir la interrupción del proceso, lo cual resulta desfavorable debido a la pérdida de tiempo productivo.
Telemetría electromagnética
Estas herramientas incorporan un aislante eléctrico en la sarta de perforación, pero debido a las dificultades para recibir datos a través de un buen conductor (agua salada), este método se limita principalmente a zonas terrestres sin acuíferos salinos poco profundos. Para transmitir datos, la herramienta genera una diferencia de voltaje alterada entre la parte superior (la sarta de perforación principal, por encima del aislante) y la parte inferior (la broca y otras herramientas ubicadas debajo del aislante de la herramienta MWD). En la superficie, se conecta un cable a la cabeza del pozo, que hace contacto con la tubería de perforación en la superficie. Un segundo cable se conecta a una varilla clavada en el suelo a cierta distancia. La cabeza del pozo y la varilla de tierra forman los dos electrodos de una antena dipolo. La diferencia de voltaje entre los dos electrodos es la señal recibida que es decodificada por una computadora.
La herramienta electromagnética genera diferencias de voltaje entre las secciones de la sarta de perforación en forma de ondas de muy baja frecuencia (2–12 Hz). Los datos se superponen a las ondas mediante modulación digital .
Este sistema generalmente ofrece velocidades de transmisión de datos de hasta 10 bits por segundo. Además, muchas de estas herramientas también son capaces de recibir datos desde la superficie de la misma manera, mientras que las herramientas basadas en pulsos de lodo dependen de cambios en los parámetros de perforación, como la velocidad de rotación de la sarta de perforación o el caudal de lodo, para enviar información desde la superficie a las herramientas de fondo de pozo.
En comparación con la telemetría por pulsos de lodo, ampliamente utilizada, la telemetría por pulsos electromagnéticos es más eficaz en situaciones especializadas en tierra, como en perforaciones con presión reducida o al usar aire como fluido de perforación. Es capaz de transmitir datos más rápidamente a poca profundidad en tierra. Sin embargo, suele ser insuficiente al perforar pozos excepcionalmente profundos, y la señal puede perder intensidad rápidamente en ciertos tipos de formaciones, volviéndose indetectable a tan solo unos miles de pies de profundidad.
Tubo de perforación con cable
Varias empresas de servicios petroleros están desarrollando actualmente sistemas de tuberías de perforación cableadas, aunque estos sistemas se han probado durante décadas, y los rusos ya utilizaban uno en la década de 1960. Estos sistemas emplean cables eléctricos integrados en cada componente de la sarta de perforación, que transmiten señales eléctricas directamente a la superficie. Estos sistemas prometen velocidades de transmisión de datos órdenes de magnitud superiores a las posibles con la telemetría electromagnética o de pulsos de lodo, tanto desde la herramienta de fondo de pozo hasta la superficie como viceversa. La red de tuberías cableadas IntelliServ [ 13 ] , que ofrece velocidades de datos superiores a 1 megabit por segundo, se comercializó en 2006. Representantes de BP America, StatoilHydro, Baker Hughes INTEQ y Schlumberger presentaron tres casos de éxito con este sistema, tanto en tierra como en alta mar, en la Conferencia de Perforación SPE/IADC de marzo de 2008 en Orlando, Florida. [ 14 ] El coste de la sarta de perforación y la complejidad de su despliegue hacen de esta una tecnología de nicho en comparación con la telemetría de pulsos de lodo.
Herramientas recuperables
Las herramientas MWD pueden montarse de forma semipermanente en un collar de perforación (solo se pueden retirar en las instalaciones de mantenimiento) o pueden ser autónomas y recuperables mediante cable.
Las herramientas recuperables, también conocidas como herramientas delgadas , se pueden recuperar y reemplazar mediante cable a través de la sarta de perforación. Esto generalmente permite reemplazar la herramienta mucho más rápido en caso de falla y recuperarla si la sarta de perforación se atasca. Las herramientas recuperables deben ser mucho más pequeñas, generalmente de aproximadamente 5 cm o menos de diámetro, aunque su longitud puede ser de 6,1 m o más . El tamaño reducido es necesario para que la herramienta quepa a través de la sarta de perforación; sin embargo, también limita sus capacidades. Por ejemplo, las herramientas delgadas no pueden enviar datos a la misma velocidad que las herramientas montadas en el collarín, y también tienen una capacidad más limitada para comunicarse con otras herramientas LWD y suministrarles energía eléctrica.
Las herramientas montadas en el collarín, también conocidas como herramientas de gran diámetro , generalmente no se pueden extraer del collarín en el pozo. Si la herramienta falla, es necesario extraer toda la sarta de perforación para reemplazarla. Sin embargo, al no tener que pasar a través de la sarta de perforación, la herramienta puede ser más grande y tener mayor capacidad.
La posibilidad de recuperar la herramienta mediante cable suele ser útil. Por ejemplo, si la sarta de perforación se atasca en el pozo, recuperar la herramienta mediante cable supone un ahorro considerable en comparación con dejarla atascada en el pozo. Sin embargo, este proceso presenta algunas limitaciones.
Limitaciones
Recuperar una herramienta mediante cable no es necesariamente más rápido que sacarla del pozo. Por ejemplo, si la herramienta falla a 460 m (1500 pies ) de profundidad mientras se perfora con una plataforma triple (capaz de desplegar 3 tramos de tubería, o unos 30 m (90 pies ) , a la vez), generalmente sería más rápido sacarla del pozo que preparar el cable y recuperarla, especialmente si la unidad de cable debe transportarse hasta la plataforma.
Las recuperaciones mediante cable también conllevan riesgos adicionales. Si la herramienta se desprende del cable, caerá por la sarta de perforación. Esto generalmente causará daños graves a la herramienta y a los componentes de la sarta donde se aloja, y requerirá extraer la sarta del pozo para reemplazar los componentes dañados; esto resulta en un costo total mayor que si se extrajera la herramienta desde el principio. El equipo de cable también podría no engancharse a la herramienta o, en caso de una falla grave, podría extraer solo una parte de la herramienta a la superficie. Esto requeriría extraer la sarta del pozo para reemplazar los componentes dañados, lo que convertiría la operación de cable en una pérdida de tiempo.
Algunos diseñadores de herramientas han tomado el diseño de herramienta delgada recuperable y lo han aplicado a una herramienta no recuperable. En este caso, la MWD mantiene todas las limitaciones de un diseño de herramienta delgada (baja velocidad, tendencia a atascarse con partículas de polvo, baja tolerancia a golpes y vibraciones) sin ninguna de sus ventajas. Curiosamente, estas herramientas aún conservan una punta de lanza para cable a pesar de ser levantadas y manipuladas con una placa.
Referencias
- ↑ Dowell, Iain; Andrew Mills; Matt Lora (2006). «Capítulo 15 - Adquisición de datos de perforación». En Robert F. Mitchell (ed.). Manual de ingeniería petrolera . Vol. II - Ingeniería de perforación. Sociedad de Ingenieros Petroleros. págs. 647–685 . ISBN 978-1-55563-114-7.
- ↑ JJ Arps | JL Arps DOI https://doi.org/10.2118/710-PA
- ↑ "StackPath" . 17 de febrero de 1992.
- ↑ Gearhart, Marvin; Ziemer, Kelly A.; Knight, Orien M. (1981). "Informe sobre sistemas MWD de pulso de lodo" . Journal of Petroleum Technology . 33 (12): 2301– 2306. doi : 10.2118/10053-PA .
- ↑ Gearhart, M.; Moseley, LM; Foste, M. (1986). "Estado actual del arte de MWD y su aplicación en la perforación de exploración y desarrollo" . All Days . doi : 10.2118/14071-MS .
- ↑ Moake, GL; Heysse, DR; Jackson, CE; Merchant, GA; Schultz, WE (1997). "Mejora de la calidad y fiabilidad de la medición en un sistema LWD de evaluación de formaciones" . Spe Drilling & Completion . 12 (3): 196– 202. doi : 10.2118/28429-PA .
- ↑ Gearhart, M.; Moseley, LM; Foste, M. (1986). "Estado actual del arte de MWD y su aplicación en la perforación de exploración y desarrollo" . All Days . doi : 10.2118/14071-MS .
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- 1 2 "La telemetría de pulsos de lodo experimenta una mejora sustancial con válvulas de corte oscilantes" . 2008. Consultado el 23 de marzo de 2009 .
- ↑ "Sistema MWD Orion II" . 2009. Archivado del original el 22 de marzo de 2009. Consultado el 23 de marzo de 2009 .
- ↑ "Red Intelliserv" . 2008. Consultado el 13 de marzo de 2008 .
- ↑ "TH Ali, et al., SPE/IADC 112636: High Speed Telemetry Drill Pipe Network Optimizes Drilling Dynamics and Wellbore Placement; TS Olberg et al., SPE/IADC 112702: The Utilization of the Massive Amount of Real-Time Data Acquired in Wired-Drillpipe Operations; V. Nygard et al., SPE/IADC 112742: A Step Change in Total System Approach Through Wired-Drillpipe Technology" . 2008. Archivado del original el 7 de julio de 2011. Recuperado el 13 de marzo de 2008 .
Bibliografía
Véase también
Enlaces externos
Contenido multimedia relacionado con la medición durante la perforación en Wikimedia Commons
- Tecnología de perforación
- Telemetría
